Линия электропередачи напряжением 500 кВ (стр. 15 из 16)
4. Стоимость дополнительной установки или замены трансформатора принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора. В случае если при замене новый трансформатор устанавливается на существующий фундамент, из расчетной стоимости необходимо вычесть затраты на строительные работы в размере примерно 10% от стоимости трансформатора.
5. Постоянная часть затрат принимается в соответствии с затратами на схему подстанции после реконструкции в следующих размерах (проценты сумм, приведенных в табл. 9.35[2]).
Расчет капиталовложений в подстанции сведем в таблицу.
Таблица П9.2
Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 1
| № пс | 1 | 6 |
| Схема ОРУ ВН | 110-4Н => 110 – 12 | 110 – 4 |
| КОРУ ВН тыс.руб | (12-2)·35=350 | 36,3 |
| Марка трансформатора | ТДТН-63000/110 | ТДН-16000/110 |
| Кт, тыс.руб | 136·2=272 | 63·2=126 |
| Кп.ч тыс.руб | 320·(30%+20%)=160 | 130 |
| Кпс, тыс.руб | 782 | 292,3 |
| КпсΣ, тыс руб | 1074,3 | |
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 1678 + 1074,3 = 2752,3 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110.
Квозвр = Ко(1 – ар·t/100)
Ко – первоначальная стоимость оборудования
ар – норма амортизационных отчислений на реновацию, %
t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа
Квозвр = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
Тогда КΣ = 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб.
 |
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1678 = 47 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1074,3 = 94,4 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 47 + 94,4 = 141,4 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.
Таблица П9.3
Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 1
| Линии | 1 – 6 | ИП2 – 1 | 1-5 |
| Рmax, МВт | 25 | 54 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 96050 | 245900 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 4553 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2940 | 2262 |
| Smax , Мвар | 25,3 | 54,6 | 11,135 |
| R, Ом | 10,3 | 6,7 | 7 |
| Uном, кВ | 110 | 110 | 35 |
| Рл, МВт | 0,544 | 1,651 | 0,71 |
| Wгод.л, МВт ч/год | 1232 | 3735 | 1340 |
Таблица П9.4
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 1
| № пункта | 1 | 6 | 5 |
| Рмах, МВт | 79 | 25 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 303500 | 96050 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 3842 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2262 | 2262 |
| Рхх, МВт | 0,056 | 0,019 | 0,0145 |
| Рк, МВт | 0,29 | 0,085 | 0,065 |
| Sном.тр, МВА | 63 | 16 | 10 |
| ΔWгод т, МВт | 1842 | 610,2 | 363,9 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год
ΔWГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.
ИΣ = 141,4 + 81,23 = 222,63 тыс. руб.
З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
Аналогично произведем расчет для второго варианта.
Таблица П9.5
Капиталовложения в линии для варианта 2
| ВЛ | Провод | Длина, км | U, кВ | К0 тыс. руб./км | К, тыс. руб. | КΣ, тыс. руб. |
| 1-5 | АС – 95/16 | 45,8 | 110 | 17,8 | 814,8 | 1976 |
| 1-6 | АС – 70/11 | 19 | 110 | 17,8 | 338,3 | |
| ИП2-1 | АС – 120/19 | 53,7 | 110 | 15,3 | 822,5 |
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; в пункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме с демонтажем ОРУ.
Таблица П9.6
Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 2
| № пс | 1 | 5 | 6 |
| Схема ОРУ ВН | 110-4Н => 110 – 12 | 35-4Н =>110-4 | 110 – 4 |
| КОРУ ВН тыс.руб | (10-2)·35=280 | 36,3 | 36,3 |
| Марка трансформатора | ТДТН-63000/110 | ТДН-10000/110 | ТДН-16000/110 |
| Кт, тыс.руб | 136·2=272 | 54·2 = 108 | 63·2=126 |
| Кп.ч тыс.руб | 320·(30%+20%)=160 | 130·70%=91 | 130 |
| Кпс, тыс.руб | 712 | 235,3 | 292,3 |
| КпсΣ, тыс руб | 1240,6 | ||
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 1976 + 1240,6 = 3216,6 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ.
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 55,3 + 116,6 = 172 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах
Таблица П9.7
Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 2
| Линии | ВЛ 5 – 6 | ВЛ ИП2 – 1 | ВЛ1-5 |
| Рmax, МВт | 25 | 54 | 31,6 |
| Wгод , МВт.ч | 96050 | 245900 | 138300 |
| Тмах , ч | 3842 | 4553 | 5532 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2940 | 4018 |
| Smax , Мвар | 25,3 | 54,6 | 32 |
| R, Ом | 10,3 | 6,7 | 7 |
| Uном, кВ | 110 | 110 | 110 |
| Рл, МВт | 0,544 | 1,651 | 0,592 |
| Wгод.л, МВт ч/год | 1232 | 3735 | 1340 |
Таблица П9.8
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 2
| № пункта | 1 | 6 | 5 |
| Рмах, МВт | 79 | 25 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 303500 | 96050 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 3842 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2262 | 2262 |
| Рхх, МВт | 0,056 | 0,019 | 0,014 |
| Рк, МВт | 0,29 | 0,085 | 0,06 |
| Sном.тр, МВА | 63 | 16 | 10 |
| ΔWгод т, МВт | 1842 | 610,2 | 346,7 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год
ΔWГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.
ИΣ = 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
Таблица П10.1
Параметры узлов в режиме наибольших нагрузок
| Узел № | Код | Uном | Нагрузка | Генерация | ||
| кВ | P,мВт | Q,мВАр | P,мВт | Q,Мвар | ||
| 1 | 3 | 10. | 47.4 | 7.285 | 0. | 0. |
| 2 | 3 | 10. | 33. | 5.18 | 0. | 0. |
| 3 | 3 | 10. | 20. | 3.26 | 0. | 0. |
| 4 | 3 | 10. | 7. | 1.18 | 0. | 0. |
| 5 | 3 | 10. | 6.6 | 1.038 | 0. | 0. |
| 6 | 3 | 10. | 25. | 3.9 | 0. | 0. |
| 7 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 9 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 10 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 11 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 12 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 13 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 14 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 15 | 1 | 110. | 0. | 0. | 94.6 | 0. |
| 16 | 0 | 115.5 | 0. | 0. | 0. | 0. |
Таблица П10.2
Параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок
| Ветвь | R | X | G | B | Кt | < Kt | |
| Начало | Конец | Ом | Ом | мкСм | мкСм | ||
| 4 | 7 | 0.7 | 7.3 | 152. | 937.2 | 0.314 | 0. |
| 5 | 8 | 0.44 | 5.05 | 239.7 | 1322. | 0.299 | 0. |
| 7 | 10 | 9.275 | 9.362 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 10 | 7.003 | 9.635 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 6 | 9 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 9 | 13 | 10.29 | 10.674 | 0. | -245.2 | 0. | 0. |
| 13 | 16 | 6.693 | 11.477 | 0. | -286. | 0. | 0. |
| 2 | 12 | 1.27 | 29.95 | 489.8 | 3174.6 | 0.091 | 0. |
| 12 | 15 | 4.532 | 9.613 | 0. | -247.2 | 0. | 0. |
| 12 | 13 | 2.993 | 5.133 | 0. | -127.9 | 0. | 0. |
| 3 | 14 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 14 | 15 | 9.275 | 9.622 | 0. | -221. | 0. | 0. |
| 1 | 11 | 0.25 | 6.8 | 925.62 | 7289.25 | 0.096 | 0. |
| 10 | 11 | 0.25 | 0. | 75.56 | 595.04 | 0.335 | 0. |
| 11 | 13 | 0.25 | 11.0 | 0. | 0. | 0. | 0. |
Таблица П10.3